Экономика электроэнергетики

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

I Проектная часть……………………………………………………………….4

1. Технико-экономическое обоснование  схемы комбинированного энергоснабжения………………………………………………………………..4

1.1. Выбор мощности основного  оборудования проектируемой ТЭЦ………………………………………………………………………………..4

1.2. Планирование режимов работы  энергетического оборудования и  расчет расхода топлива на  ТЭЦ…………………….…..5

         1.3. Расчет годового расхода топлива на ТЭЦ………………….… 8

•          1.4. Определение инвестиций и затрат на производство энергии в схеме комбинированного энергоснабжения…………………………....11

2. Технико-экономическое обоснование  схемы раздельного энергоснабжения………………………………………………………………12

2.1. Приведение альтернативных инвестиционных  проектов в сопоставимый вид……………………………………………………………..12

2.2. Выбор мощности основного  оборудования для КЭС и котельной  ……………………………………………………………..…….….13

2.3. Определение годового расхода  топлива на замещаемой КЭС  и котельной…………………………………………………………….……….14

2.4. Определение капитальных и  эксплуатационных затрат на производство энергии в схеме раздельного энергоснабжения……….15

II Аналитическая часть……………………………………………………….18

1. Определение коммерческой эффективности  схем энергоснабжения района…………………………………………………………………………...18

         1.1.  Расчет налогов, выплачиваемых за счет прибыли…………18

         1.2. Расчет критериев эффективности инвестиционных проектов………………………………………………………………………...20

Заключение…………………………………………………………………….22

Список литературы……………………………………………………………23

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

В данном курсовом проекте необходимо провести анализ для определения наиболее эффективной схемы энергоснабжения. Сначала необходимо произвести технико-экономическое обоснование обеих схем, а затем провести анализ эффективности.

 

Исходные данные:

 

№  варианта	7
Город	Иваново
1. Максимальная производственная (технологическая) тепловая нагрузка потребителей    т.п/ч	120
2. Максимальная отопительная нагрузка  потребителей  Гкал/ч	620
3. Максимальная нагрузка горячего водоснабжения  потребителей Гкал/ч	87
4. Число часов использования максимальной  технологической тепловой нагрузки    ч/год	5100
5. Вид топлива на ТЭЦ	газ
6. Установленная мощность замещающей КЭС	3хК-800-240
7. Вид топлива на замещающей  КЭС	Кузнецкий каменный уголь
8. Число часов использования максимальной  нагрузки горячего водоснабжения  ч/год	3200
9. Цена топлива на ТЭЦ и котельной руб/тут	1270
10. Тариф на покупку электроэнергии  на ОРЭМ руб/кВт-ч	Задается студентом (данные с сайта АТС с указанием даты)
11. Цена топлива на замещающей  КЭС  руб/тут	790

 

 

 

 

 

 

 Проектная часть

1. Технико-экономическое  обоснование схемы комбинированного энергоснабжения.

1.1. Выбор мощности основного  оборудования проектируемой ТЭЦ

Выбор турбин, парогенераторов и пиковых котлов

Значение часового коэффициента теплофикации (aТЭЦчас) выбирается с учетом района размещения ТЭЦ:

               aТЭЦчас = 0,6 т.к. во II зоне.

Далее определяется расчетный часовой отпуск тепла из отборов турбин давлением 1,2 ата на отопление и горячее водоснабжение:

Qотб 1,2час = aТЭЦчас · Qмаксотоп + Qг.в.ср  ,Гкал/час  

где  Qмаксотоп – максимальная (часовая) отопительная нагрузка ТЭЦ, Гкал/час;

      Qг.в.ср – средняя за год часовая  нагрузка горячего водоснабжения ТЭЦ, Гкал/час.

Q г вср = = 87*3200/8760=31,78 Гкал/ч

Qотб 1,2час = aТЭЦчас · Qмаксотоп + Qг.в.ср = 0,6*620 + 31,78 =403,78 Гкал/ч 

На основании максимальной технологической нагрузки, расчетного часового отпуска тепла из отборов давлением 1,2 ата и действующих стандартов оборудования выбираются турбины ТЭЦ (табл. 3).

Далее при выбранном оборудовании уточняется значение aТЭЦчас ' 

aТЭЦчас ' = =(45+85+270-31,78)/620=368,22/620=0,59 входит в диапазон 0,5-0,6 – оборудование выбрано верно.

где  n – количество турбин с отборами давлением 1,2 ата.

Пиковая (кратковременная) часть отопительной нагрузки (Qпикчас) покрывается из пиковых водогрейных котлов типа КВГМ:

Qпикчас= (1 – aТЭЦчас ') · Qмаксотоп =(1-0,59)*620=254,2 Гкал/ч

Таблица 3

Состав основного оборудования ТЭЦ

Тип турбин	Номинальный отпуск тепла из отборов		Макси-мальный расход пара на турбину	Максимальный расход пара на турбину с учетом ТЭЦ	Тип паро-гене-рато-ра	Производи-тельность парогене-ратора,	Вид топ-лива	К.п.д. брутто парогене-ратора,
	10 ата,	1,2 ата,
	т/час	Гкал/час	т/час	т/час		т/час		%
ПТ-50-130	120	45	300	315	БКЗ-320	320	газ	90,0
Т-50-130	-	85	245	257,25	ПК-24	270	газ	90,7
Т-175-130	-	270	780	819	ПГВМ-84	420*2=840	газ	91,4
Итого	165	400	1242	1391,25		1430
					Пиковые котлы
					ПТВМ-270	270		89,0

1.2. Планирование режимов  работы энергетического оборудования и расчет расхода топлива на ТЭЦ

Определение годовой выработки электроэнергии

Электроэнергия на ТЭЦ производится по теплофикационному (Эт) и конденсационному (Эк) режимам.

  ,кВт · ч/год

= 145,18*612+633,38*165,6 = 193,74*106 кВт·ч/год

= 633,38*306 = 193,81*106 кВт·ч/год

= 633,38*660,6 = 418,14*106 кВт·ч/год

где   – удельная выработка электрической энергии на отпуске тепла соответственно: из отборов 10 ата (кВт·ч/т.пара) и из отборов 1,2 ата (кВт·ч/Гкал);

Дгодотб 10 – годовой расход пара из отборов с pотб = 10 ата, т пара/год;

  Qгодотб 1,2 – годовой расход тепла из отборов с pотб = 1,2 ата, Гкал/год;

Годовой расход пара из отборов pотб = 10 ата определяется:

= 120*5100 = 612*103 т пара/год

где  Дмаксотб 10 – максимальный отпуск пара из пр-го отбора турбин, т пара/час;

  hт10 – число часов исп-ия максимальной нагрузки отборов 10 ата, ч/год

Максимальная загрузка отборов по пару 1,2 ата принимается равной величине его номинального отбора:

Для упрощения расчетов принимается, что из отборов турбины типа "Т" покрывается только отопительная нагрузка, и тогда для них число часов исп-ия максимальной нагрузки отборов составит;

= 2352*(0,903/0,59) = 3600 час/год

где ho – число часов исп-ия максимальной отопительной нагрузки, ч/год;

aТЭЦгод  –  годовой коэффициент теплофикации ТЭЦ, определяемый по номограмме в зависимости от значения aТЭЦчас (рис. 2, табл.4).

ho = 0,5*24*tn = 0,5*24*196 = 2352 час/год

aТЭЦгод  = 0,84+0,063 = 0,903

Таблица 4

Номограмма aТЭЦгод = f(aТЭЦчас )

aТЭЦчас	1,0	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,1
aТЭЦгод	1,0	0,99	0,98	0,95	0,91	0,84	0,72	0,57	0,4	0,2

Рис. 2 Номограмма aТЭЦгод = f(aТЭЦчас )

Из отборов давлением 1,2 ата турбин типа "ПТ" покрывается нагрузка отопления и горячего водоснабжения. Число часов исп-ия отборов 1,2 ата турбин "ПТ" составит:

= 2456*(0,914/0,61) = 3680 час/год

где    – средневзвешенное число часов исп-ия максимальной нагрузки отопления и горячего водоснабжения, час/год;

  aТЭЦчас (с учетом г.в.) = –часовой коэф-т теплофикации ТЭЦ, рассчитанный с учетом покрытия из отборов нагрузки горячего водоснабжения и отопления.

= (1458+278)*103/(620+87) = 2456 ч/год

Qгодотоп = Qmaxотоп*h0 = 620*2352 = 1458*103 ч/год

Qгодгв = Qmaxгв*hmaxгв = 87*3200 = 278*103 ч/год

aТЭЦчас (с учетом г.в.) = = 400/(620+31,78) = 0,61

aТЭЦгод (с учетом г.в.) = 0,91+0,004 = 0,914

Годовой расход тепла из отборов всех турбин в паре 1,2 ата определяется как:

= 0,903*1458+278 = 1594,6*103 Гкал/год

где  n – число турбин.

По одной из турбин необходимо свести баланс тепла из отборов 1,2 ата. Для этого из следует вычесть годовой расход тепла из отборов 1,2 ата всех турбин, кроме одной, по которой сводится баланс, т.е. и отнести эту разность на отбор той турбины, по которой сводится баланс тепла 1,2 ата, при этом число часов исп-ия максимальной нагрузки отбора этой турбины опр-ся как:

= (1594,6-165,6-306)/270 = 1123*103/270 = 4160 час/год

где - максимальный (номинальный) часовой расход тепла из отбора 1,2 ата турбины, по которой сводится баланс тепла по пару 1,2 ата, Гкал/час.

Величина удельной выработки электрической энергии на отпуске тепла из отборов рассчитывается по формуле (для каждого отбора турбины):

= (840-710)*0,98*0,98*103/ 860 = 145,18 кВт·ч/т

Для турбин с промежуточным перегревом пара и давлением пара перед турбиной 130 ата необходимо учесть дополнительный теплоперепад Diпп=100 ккал/кг.

=(840-636+100)*0,98*0,98*106/860*(636-100)=633,38 кВт ч/Гкал

где  hэл –  электрический к.п.д. генератора (0,98);

hм –  механический к.п.д. турбины (0,98);

i –  теплосодержание пара:  перед турбиной i0 , в отборе 10 ата – iотб10, в отборе 1,2 ата – iотб1,2; возвращаемого конденсата пара – iвозв1,2 , iвозв10   (табл. 5).

 

Таблица 5

Теплосодержание пара

p, ата	240	130	90	10	1,2	1,0
i, ккал/кг	810	840	810	710	636	iвозвр10=70	iвозвр1,2=100

 

Расчет Эт по агрегатам и в целом по ТЭЦ удобнее производить в табл. 6.

Qгодотб1,2Т-50-130= Qmaxотб1,2*hmотб1,2 = 85*3600 = 306103 Гкал/год

Qгодотб1,2ПТ-50-130= Qmaxотб1,2*hmотб1,2 = 45*3680 = 165,6*103 Гкал/год

 

 

 

Таблица 6

 

Определение теплофикационной выработки электроэнергии на ТЭЦ

Турбо-агрегаты ТЭЦ	Дмаксотб	Qмаксотб	hm		Дотбгод	Qотбгод			Эгодm
	максимальный отпуск тепла из отборов		число часов исполь-зования максимума тепловых отборов		годовой отпуск из отборов		удельная выработка электроэнергии		годовая теплофика- ционная выработка
					пара	тепла
	т/час	Гкал/ час	час/год		103 т/год	103 Гкал/год	кВт·ч/т	кВт·ч/Гкал	106 кВт·ч/год		106 кВт·ч/год
	10 ата	1,2 ата	10 ата	1,2 ата	10 ата	1,2 ата	10 ата	1,2 ата	10 ата	1,2 ата
ПТ-50-130	120	45	5100	3680	612	165,6	145,18	633,38	88,85	104,89	193,74
Т-50-130	-	85	-	3600	-	306	-	633,38	-	193,81	193,81
Т-175-130	-	270	-	4160	-	1123	-	633,38	-	711,29	711,29
Итого по ТЭЦ	120	400	-	-	612	1594,6	-	-	88,85	1009,99	1098,84